Embed Size (px)
Citation preview
BÁO CÁO ĐỊNH GIÁ
ư
Thông tin giao dịch ngày 06/12/2019
Giá hiện tại (VND/cp) 52.000
Giá cao nhất 52 tuần (VND/cp) 58.000
Giá thấp nhất 52 tuần (VND/cp) 40.000
Số lượng CP niêm yết 9.500.000
Số lượng CP đang lưu hành 9.500.000
KLGD bình quân 30 ngày (cp) 2.947
Vốn hóa (tỷ đồng) 494
EPS trailling 6.369
P/E trailling 8,16
Tổng quan doanh nghiệp
Tên Công ty Cổ phần Thủy điện –
Điện lực 3
Địa chỉ Xã EaPô – Huyện Cư Jut – Tỉnh
Đăk Nông
Doanh thu
chính Sản xuất và kinh doanh điện
Lợi thế cạnh
tranh
Suất đầu tư, Biểu giá chi phí
tránh được
Rủi ro chính Thủy văn
Danh sách cổ đông (30/9/2019) Tỉ lệ
(%)
Tổng Công ty Điện lực Miền Trung 30,42%
Chủ tịch HĐQT Nguyễn Đức Trọng 0,65%
Thành viên HĐQT độc lập Nguyễn
Minh Tiến 0,56%
Khác 68,37%
BIÊN LỢI NHUẬN GỘP CẢI THIỆN KHI KHẤU
HAO GIẢM MẠNH TỪ NĂM 2019
Chúng tôi tiến hành định giá lần đầu cổ phiếu DRL – Công
ty cổ phần Thủy điện – Điện lực 3, niêm yết trên sàn HSX.
Bằng cách sử dụng phương pháp chiết khấu dòng tiền,
chúng tôi xác định giá mục tiêu một cổ phiếu DRL là 53.400
VNĐ/cp, cao hơn 2,69% so với mức giá hiện tại. Chúng tôi
khuyến nghị THEO DÕI cho mục tiêu trung và dài hạn. Nhà
đầu tư có thể MUA tại mức giá 44.900 VNĐ/cp trở xuống
(+18% so với giá mục tiêu).
Chúng tôi ước tính doanh thu trong năm 2019 của DRL đạt
88,8 tỷ đồng (+5% yoy), lợi nhuận sau thuế cổ đông công
ty mẹ đạt 52,8 tỷ đồng (+2% yoy) tương ứng với mức EPS
là 5.236 đồng/cp.
ĐIỂM NHẤN ĐẦU TƯ
Biên lợi nhuận gộp những năm tới sẽ trên 70% (tăng
6% so với trung bình giai đoạn 2013 – 2018) do (1)
giá bán điện theo Biểu giá chi phí tránh được có xu
hướng tăng 2,5%/năm đến năm 2030, (2) máy móc
chính hết khấu hao nên trong giai đoạn 2019 – 2024
khấu hao trung bình giảm 72% so với giai đoạn 2013
– 2018.
Cổ tức đều đặn bằng tiền và hấp dẫn qua các năm.
DRL trích trên 80% lợi nhuận sau thuế hàng năm để
chi trả cổ tức cho cổ đông. Chi trả 3.300 đ – 6.200
đ/cổ phiếu trong giai đoạn 2013 – 2019, dự kiến năm
2019 chi trả cổ tức 5.335 đ/cổ phiếu tương đương
10,26%/thị giá hiện tại.
Không có chi phí lãi vay do từ năm 2012 đến nay, DRL
không sử dụng vốn vay ngân hàng.
RỦI RO ĐẦU TƯ
Hiện tượng biến đổi khí hậu ngày càng rõ nét khiến
khí hậu, thủy văn có diễn biến khó lường, gây khó
khăn cho việc dự báo và điều tiết phát điện.
Rủi ro về thanh khoản cổ phiếu thấp: Khối lượng giao
dịch bình quân 30 phiên chỉ đạt 2.041 cổ phiếu/phiên.
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
Biến động giá cổ phiếu DRL và VNIndex
% DRL % VN-Index
Phan Huy Khôi
Chuyên viên tư vấn đầu tư
Email: [email protected]
Điện thoại: (+84 24) - 3773 7070 - 5910
Giá hiện tại: 52.000
Giá mục tiêu : 53.400
Tăng/(giảm): +2,69%
Khuyến nghị
THEO DÕI
CÔNG TY CỔ PHẦN THỦY ĐIỆN - ĐIỆN LỰC 3
NGANH: ĐIỆN Ngày 06 tháng 12 năm 2019 220192018
Bloomberg – FPTS <GO> | 2
HSX: DRL
www.fpts.com.vn
I. TỔNG QUAN DOANH NGHIỆP
1. Lịch sử hình thành
Công ty Cổ phần Thủy điện – Điện lực 3 được thành lập và hoạt động theo Giấy chứng nhận đăng ký
kinh doanh số 3203000163 do Sở Kế hoạch và Đầu tư thành phố Đà Nẵng cấp ngày 20/11/2003 với
số vốn điều lệ đăng ký là 95 tỷ đồng, để tiếp tục thực hiện đầu tư công trình Thủy điện Đrây H’Linh 2
do Công ty Điện lực 3 chuyển giao.
01/2007: Nhà máy thủy điện Đrây H’linh 2 chính thức vận hành phát điện thương mại với 2 tổ máy có
tổng công suất là 16 MW.
Sau hơn 04 năm chính thức khai thác kinh doanh, nhà máy thủy điện Đrây H’Linh 2 đạt được thành
tựu: sản lượng điện thương phẩm đạt 95 triệu kWh năm 2009, 75 triệu kWh năm 2010, và 86,69 triệu
kWh năm 2011; doanh thu bán điện năm 2009 là 52,4 tỷ đồng, năm 2010 là 41,2 tỷ đồng, năm 2011
là 55,2 tỷ đồng; lợi nhuận sau thuế năm 2009 đạt 31,2 tỷ đồng, năm 2010 đạt 20,3 tỷ đồng, và năm
2011 đạt 30,6 tỷ đồng.
Ngày 11/04/2012, cổ phiếu của công ty chính thức được giao dịch trên sàn giao dịch chứng khoán TP
Hồ Chí Minh với mã cổ phiếu là: DRL.
2. Cơ cấu cổ đông
Nguồn: BCTN DRL 2018
Chiếm hơn 30% cổ phần là Tổng Công ty Điện lực Miền Trung, còn lại là cổ đông nhỏ.
30,42%
69,58%
Tổng Công ty Điện lực Miền Trung Cổ đông khác
Bloomberg – FPTS <GO> | 3
HSX: DRL
www.fpts.com.vn
II. HOẠT ĐỘNG KINH DOANH
1. Lĩnh vực hoạt động kinh doanh của DRL
Bảng 1: Quy trình sản xuất điện
NGUYÊN LIỆU ĐẦU VAO QUY TRÌNH SẢN XUẤT ĐẦU RA
- Nguyên liệu chính:
Nước từ hồ chứa
- Quy trình sản xuất điện.
- Bước 1: Dòng nước với áp lực
lớn chảy qua cổng kiểm soát đi
vào bên trong nhà máy.
- Bước 2: Nước chảy mạnh làm
quay tua bin của máy phát điện và
tạo ra điện.
- Bước 3: Máy biến áp tạo ra dòng
điện cao thế.
- Bước 4: Dòng điện cao thế sẽ
được truyền qua đường dây cao
áp về các thành phố.
- Sản phẩm đầu ra: Điện
- Thị trường tiêu thụ:
Hiện tại toàn bộ 100%
sản lượng của DRL được
đem bán cho Tập đoàn
Điện lực Việt Nam (EVN)
theo Biểu giá chi phí
tránh được.
Công trình nhà máy thủy điện Đrây H’Linh 2 có công suất 16MW nằm trên địa bàn tỉnh Đắk Nông, hoạt động và
sản lượng của nhà máy phụ thuộc vào nguồn nước tự nhiên từ lưu vực sông Srêpok, thuộc địa phận xã Eapo,
huyện Cư Jút.
Một số thông số chính:
Bảng 2: Thông tin về nhà máy thủy điện Đrây H’Linh 2:
Nhà máy Đrây H’Linh 2
Địa chỉ Xã Eapo, Huyện Cư Jút, Tỉnh ĐăkNông
Số tổ máy 2 tổ máy
Tổng mức đầu tư 147,59 tỷ đồng
Tổng công suất 16 MW
Suất đầu tư 9,61 tỷ đồng/MW
Sản lượng thiết kế 85,1 triệu kWh/năm
Nhà cung cấp tuabin Dongfang Electric Machine Works Corporation, China
Ngày phát điện 11/2006
Nguồn: DRL, Bản cáo bạch
Bloomberg – FPTS <GO> | 4
HSX: DRL
www.fpts.com.vn
2. Các loại chi phí
a. Chi phí nhân công, dịch vụ mua ngoài và bằng tiền khác là những chi phí chính
Biểu đồ 2: Cơ cấu chi phí sản xuất kinh doanh theo yếu tố năm 2018
Nguồn: DRL, BCTC 2018
Chi phí nhân công năm 2018 là 9,8 tỷ đồng, chiếm
30% chi phí sản xuất kinh doanh theo yếu tố. 6 năm qua
tổng số cán bộ công nhân viên của DRL vẫn giữ nguyên
là 33 người. Chi phí nhân công hàng năm chiếm khoảng
8-12% doanh thu. Ngoài bậc lương theo quy định của
nhà nước, một phần thu nhập của nhân viên còn dựa
trên kết quả kinh doanh đạt được. Điều này có mục đích
tăng động lực cho đội ngũ nhân viên vận hành phát điện
và quản trị chi phí hiệu quả hơn. Tuy vậy, nhà máy thủy
điện công suất nhỏ như DRL sẽ không có lợi thế theo
quy mô đối với chi phí nhân công so với những nhà máy
lớn hơn. Do chi phí nhân công vận hành của nhà máy
thủy điện mang tính chất chi phí cố định. Cụ thể, chi phí
nhân công/Doanh thu trung bình giai đoạn 2013-2018
của DRL đạt 9,91%, thấp nhất là S4A đạt 3,15%.
Khấu hao trong những năm 2016 trở về trước chiếm khoảng 33% chi phí sản xuất kinh doanh theo yếu
tố. Với việc hầu hết máy móc chính hết khấu hao khiến chi phí này chỉ là 4,2 tỷ đồng, chiếm 13% chi phí
sản xuất kinh doanh theo yếu tố năm 2018 và giảm dần về 5% trong những năm tiếp theo. Hàng năm,
DRL vẫn có bổ sung vào tài sản cố định khi sửa chữa, thay thế tài sản. Tổng giá trị tài sản cố định chỉ
tăng thêm 2% trong giai đoạn 2013-2018 do các hoạt động mua thêm, thanh lý tài sản cố định, chuyển
từ xây dựng cơ bản dở dang, biến động khác. Với tuổi thọ trung bình của một dự án thủy điện là 50 năm,
2%
30%
13%28%
26%
Chi phí nguyên liệu, vật liệu Chi phí nhân công Chi phí khấu hao tài sản cố định
Chi phí dịch vụ mua ngoài Chi phí khác bằng tiền
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
DRL SBA S4A VSH SHP SJD
Biểu đồ 3: Chi phí nhân công/Doanh thu
Nguồn: FPTS Research
Bloomberg – FPTS <GO> | 5
HSX: DRL
www.fpts.com.vn
khấu hao giảm đáng kể sẽ giúp tỷ suất lợi nhuận gộp của DRL ổn định khoảng 71% trong 38 năm hoạt
động ước tính còn lại.
Chi phí dịch vụ mua ngoài năm 2018 chiếm 28% chi phí sản xuất kinh doanh theo yếu tố: Do sửa chữa,
duy tu định kỳ do công ty thuê đơn vị ngoài thực hiện nên hoạt động này được hạch toán vào khoản mục
chi phí dịch vụ mua ngoài. Hoạt động sửa chữa, duy tu định kỳ thường chiếm trên 50% khoản mục này.
Các chi phí nhỏ khác như điện mua ngoài phục vụ sản xuất, an toàn - vệ sinh lao động, chi phí phòng
cháy chữa cháy…
Chi phí khác bằng tiền năm 2018 chiếm 26% chi phí sản xuất kinh doanh theo yếu tố: Chi phí khác chủ
yếu gồm thuế tài nguyên nước (5,87 tỷ đồng) và phí môi trường rừng (2,46 tỷ đồng), tổng thuế, phí trên
chiếm 97% khoản mục này.
Cách tính:
Thuế tài nguyên nước = giá điện điện bán lẻ bình quân ( 1.864,44 đồng/kWh) x thuế suất (5%) x
sản lượng điện (kWh)
Phí môi trường rừng = mức chi trả dịch vụ môi trường rừng (36 đồng/kWh) x sản lượng (kWh)
Các quy định liên quan:
Nghị định số 50/2010/NĐ-CP quy định giá tính thuế tài nguyên đối với nước thiên nhiên dung
cho sản xuất thủy lợi là giá bán điện bán lẻ bình quân.
Nghị quyết số 1084/2015/UBTVQH13 quy định nước thiên nhiên dùng cho sản xuất thủy điện có
thuế suất 5%.
Nghị định 156/2018/NĐ-CP quy định mức chi trả tiền dịch vụ môi trường rừng áp dụng đối với
cơ sở sản xuất thủy điện là 36 đồng/kWh điện thương phẩm.
Cơ cấu trên không có sự thay đổi nhiều hàng năm do tính chất ít biến động của các khoản chi phí được
hạch toán.
b. Nhà máy thủy điện Đrây H’Linh 2 là một trong những công trình có suất đầu tư thấp nhất, chỉ
bằng 50% so với suất đầu tư trung bình tại cùng thời điểm.
Vào năm 1989, DRL thực hiện tư vấn thiết kế cho công
trình thủy điện Đrây H’Linh 1 (Công suất 12MW). Thủy
điện này có xây dựng một đập tràn chắn giữa dòng sông
SrêPok tại xã Eapo, Huyện Cư Jút, Tỉnh ĐăkNông, giữ
được khoảng 888.000 m3 nước. Nhận thấy lượng nước
thực tế chảy qua đập tràn khá nhiều và được chấp thuận
đầu tư, DRL đã xây dựng nhà máy thủy điện Đrây H’Linh
2. Do không mất chi phí xây dựng đập thủy điện, công
tác nghiên cứu…nên suất đầu tư của dự án nhà máy
thủy điện Đrây H’Linh 2 (16MW) rất thấp. Cụ thể, suất
đầu tư của nhà máy thủy điện Đrây H’Linh 2 chỉ có 9,61
tỷ đồng/MW công suất lắp máy (khoảng 598.000
USD/MW). So sánh với suất đầu tư của một số nhà máy
thủy điện tại phía Nam như nhà máy thủy điện Pleikrong
(1.900.000 USD/MW - dự kiến), nhà máy thủy điện Srok
Phu Miêng (1.300.000 USD/MW - dự kiến), nhà máy
thủy điện Nà Lơi (xấp xỉ 1.250.000 USD/MW nhà máy
thủy điện Ry Ninh xấp xỉ 1.020.000 USD/MW, nhà máy
thủy điện Ea Krông Rou (1.158.000 USD/MW). Suất đầu
tư thấp của dự án nhà máy thủy điện Đrây H’Linh 2 là
một trong những cơ sở giúp cải thiện tỷ suất lợi nhuận
gộp của doanh nghiệp.
-
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
1.600.000
1.800.000
2.000.000
US
D/M
W
Biểu đồ 4: Suất đầu tư một số thủy điện nhỏ
Suất đầu tư Suất đầu tư trung bình
Nguồn: FPTS Research
Bloomberg – FPTS <GO> | 6
HSX: DRL
www.fpts.com.vn
3. Hoạt động sản xuất có yếu tố mùa vụ, phụ thuộc vào thủy văn và lưu vực hoạt động
a. Sản xuất kinh doanh có yếu tố mùa vụ
Biểu đồ 5: Chỉ số khí hậu đại dương ENSO
Nguồn: Trung tâm Quốc gia về dự báo môi trường của Hoa Kỳ (NCEP)
Hoạt động sản xuất của DRL phụ thuộc vào tình hình thủy văn: Do đặc thù của ngành thủy điện sản xuất
điện từ nguồn nước tự nhiên nên phụ thuộc vào tình hình thủy văn tại lưu vực. Cụ thể hơn, hiện tượng ENSO
(dùng để chỉ chung 2 hiện tượng El Nino và La Nina) ảnh hưởng tới tình hình thủy văn nước ta với biểu hiện
khô, nóng, ít mưa vào pha El Nino và ẩm, mưa nhiều vào pha La Nina). Trong nghiên cứu của Viện Khoa học
Khí tượng Thủy văn và Môi trường, biến đổi khí hậu khiến nhiệt độ trung bình mùa khô, mùa mưa và cả năm tại
Tây Nguyên đều có xu thế tăng với tốc độ lần lượt là 0,028oC/năm, 0,016oC/năm và 0,019oC/năm. Theo đó trong
50 năm khảo sát, lượng mưa mùa khô, mùa mưa và lượng mưa cả năm tại Tây Nguyên đều có xu thế tăng với
tốc độ lần lượt là 5,47 mm/năm, 6,36 mm/năm và 11,6 mm/năm. Song, hiện tượng cực đoan về thời tiết diễn ra
ngày càng nhiều do biến đổi khí hậu khiến năm 2015 và 2016 xảy ra khô hạn kỷ lục, sản lượng điện của nhà
máy thủy điện Đrây H’Linh 2 chỉ đạt lần lượt hơn 53 triệu kWh và 59 triệu kWh (so với sản lượng thiết kế là 85,1
triệu kWh/năm).
Cập nhật hiện tượng ENSO và lượng mưa tại Tây Nguyên:
Hiện tượng ENSO đã duy trì trạng thái El Nino yếu từ đầu năm đến khoảng tháng 11 năm 2019. Hiện
tượng ENSO có khả năng trở về trạng thái trung tính nhưng nghiêng về pha nóng vào tháng 12/2019 và
những tháng đầu năm 2020. Như vậy, có thể nhận định trạng thái El Nino năm 2018-2019 có cường độ
yếu và không kéo dài.
Tổng lượng mưa tháng 8-9 cao hơn mức trung bình nhiều năm (TBNN) cùng thời kỳ từ 10-30%; từ tháng
11 và tháng 12/2019 thấp hơn TBNN cùng thời kỳ từ 10-25%; riêng tháng 10 xấp xỉ TBNN cùng thời kỳ.
Xa hơn, số liệu của Trung tâm Quốc gia về dự báo môi trường của Hoa Kỳ (NCEP) cho rằng nhiều khả năng
ENSO chuyển dần sang pha trung tính (Chỉ số ONI dao động từ +0,5 oC đến -0,5 oC) và El Nino đạt mức mạnh
trở lên vào năm 2022.
Bloomberg – FPTS <GO> | 7
HSX: DRL
www.fpts.com.vn
b. Doanh thu và sản lượng điện thực tế của DRL biến động theo tình hình thủy văn tại lưu vực
Biểu đồ 6: Sản lượng điện thương phẩm của DRL
Nguồn: DRL, Báo cáo thường niên
Năm 2011, 2012, 2017 xảy ra hiện tượng La Nina mức vừa phải (moderate) trở lên gây mưa nhiều khiến DRL
phát được hơn 80 triệu kWh điện năng mỗi năm. Đối với những năm El Nino đạt mức mạnh (strong) trở lên như
năm 2015, 2016, sản lượng điện của DRL sụt giảm đáng kể, chỉ đạt không đến 60 triệu kWh điện năng. Dựa
theo dự báo về hiện tượng El Nino của các trung tâm nghiên cứu uy tín trên, chúng tôi nhận thấy các dấu hiệu
về hiện tượng El Nino năm 2019 khá tương đồng với năm 2013. Đây là cơ sở để chúng tôi dự báo sản lượng
điện năm 2018 – 2023 khả năng cao sẽ lặp lại mức sản lượng trong giai đoạn 2012 – 2017 theo chu kỳ
ENSO.
Với những yếu tố trên, nhà máy thủy điện Đrây
H’Linh 2 có số giờ sử dụng công suất lắp máy chỉ
bằng trung bình một số thủy điện tầm trung và thấp
hơn 10% so với thủy điện nhỏ: Con số này cho biết
thời gian (số giờ) nhà máy điện vận hành được trong kỳ
khi quy về công suất lắp máy (hoặc gọi là công suất định
mức, thiết kế). Trung bình 6 năm qua nhà máy thủy điện
Đrây H’Linh 2 vận hành được 4.516 giờ/năm khi quy về
công suất lắp máy. Trong khi đó, một số thủy điện nhỏ
và tầm trung vận hành trung bình lần lượt được 4.981
giờ/năm và 4.587 giờ/năm. Số giờ sử dụng công suất
lắp máy trung bình 6 năm qua của Nhà máy thủy điện
Đrây H’Linh 2 không có sự chênh lệch lớn so với các
thủy điện được so sánh. Con số này phụ thuộc vào các
yếu tố chính về (1) diện tích lưu vực, (2) lượng mưa
trong lưu vực, (3) tỷ lệ nước trong lưu vực về hồ, (4)
tính chất tập trung của thời điểm mưa, (5) quy định vận
hành liên hồ sông Srêpok, (6) công nghệ. Đây đều là
những đặc điểm mang tính dài hạn vì vậy chúng tôi nhận
thấy rằng sự khác biệt về số giờ sử dụng công suất lắp
máy của NMTĐ Đrây H’linh 2 so với các thủy điện được
so sánh không thay đổi nhiều trong những năm tới.
0
20
40
60
80
100
120
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Triệu k
Wh
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
Giờ
/năm
Biểu đồ 7: Số giờ sử dụng công suất lắp máy trung bình giai đoạn 2013 - 2018
Số giờ sử dụng công suất lắp máy
Số giờ sử dụng công suất lắp máy trung bình của
các thủy điện nhỏ và tầm trung
Nguồn: FPTS Research
Bloomberg – FPTS <GO> | 8
HSX: DRL
www.fpts.com.vn
c. Nhà máy thủy điện Đrây H’Linh 2 có khả năng đáp ứng được 80% sản lượng điện vào giờ cao
điểm mùa khô trong những năm sắp tới, tức đạt 13,824 triệu kWh.
Phát điện tối ưu vào giờ cao điểm mùa khô là động lực chính đối với các thủy điện nhỏ bởi vì nhóm thủy điện
này được thanh toán giá điện theo Biểu giá chi phí tránh được quy định tại thông tư 32/2014/TT-BCT. Giá bán
điện vào giờ cao điểm mùa khô cao gấp 4-5 lần những khung giờ còn lại. Năm 2015 và 2016, nhà máy thủy điện
Đrây H’Linh 2 chỉ sản xuất được hơn 50% sản lượng điện giờ cao điểm mùa khô tối đa có thể phát (17,28 triệu
kWh) do dừng phát 1 tổ máy trong 5 tháng để sữa chữa đột xuất (yếu tố chủ quan). Năm 2017 và 2018, nhà
máy hoạt động ổn định hơn giúp tỷ lệ trên đạt hơn 80%. Như vậy, tỷ trọng sản lượng điện giờ cao điểm mùa khô
ngày càng được cải thiện trong giai đoạn 2013 - 2018. Điều này khiến giá bán điện trung bình của nhà máy thủy
điện Đrây H’Linh 2 tăng 8% mỗi năm trong giai đoạn 2013 - 2018, đạt 1.114 đồng/kWh vào năm 2018 trong khi
giá bán điện theo Biểu giá chi phí tránh được chỉ tăng trung bình 2,5% mỗi năm.
Sản lượng bán theo giá “Phần điện năng dư” chỉ khoảng vài nghìn kWh, xảy ra vào những năm trước năm 2014
do Thông tư của Biểu giá chi phí tránh được quy định phần điện năng dư phải tính theo tháng, những tháng
mưa nhiều với tổng sản lượng vượt quá hệ số 0,85 của công suất định mức sẽ được tính theo giá “Phần điện
năng dư”. Thông tư 32/2014/TT-BCT đã sửa đổi tính điện năng dư theo cả mùa mưa (bắt đầu từ tháng 7 đến
hết tháng 10) giúp DRL tránh được việc tính sản lượng theo giá “Phần điện năng dư” từ năm 2014 trở đi do loại
được tính đột biến sản lượng theo tháng.
d. Dự án đang nghiên cứu tiền khả thi
ĐHCĐ năm 2019 đã thông qua việc ủy quyền cho HĐCĐ và Ban điều hành nghiên cứu một số dự án về thủy
điện, điện mặt trời…Để đầu tư hoặc hợp tác đầu tư nhằm mở rộng quy mô hoạt động của công ty. Chia sẻ thêm
với chúng tôi, DRL cho biết họ đang nghiên cứu 2 dự án như sau:
Dự án điện mặt trời (9MW) tại phần đất thừa (13ha) được UBND tỉnh Đắc Nông giao cho mà DRL chưa
có kế hoạch sử dụng những năm qua.
Dự án xây dựng nhà máy thủy điện mới trên dòng Srêpok với công suất khả thi trong khoảng 12MW-
30MW do nhận thấy lượng nước thừa của nhà máy thủy điện Đrây H’Linh 1 không sử dụng hết còn
nhiều. Tuy nhiên, vướng mắc về vấn đề cấp phép quy hoạch thủy điện của tỉnh Đăklăk và ĐăkNông đang
là trở ngại lớn.
2 dự án trên đang trong giai đoạn nghiên cứu tiền khả thi, chúng tôi sẽ phân tích chi tiết hiệu quả của 2 dự án
trên khi có thêm thông tin cụ thể.
4. Triển vọng khả quan trong dài hạn
6 năm qua, giá bán điện theo Biểu giá chi phí tránh được tăng trung bình 2,5% mỗi năm. Chúng tôi đánh giá,
giá bán điện theo Biểu giá chi phí tránh được tiếp tục xu hướng tăng 2,5%/năm trong những năm tới
do: Nhu cầu sử dụng điện tăng trưởng trung bình 10%/năm tới năm 2030 gây sức ép đến giá bán lẻ điện và
giá bán điện của đơn vị phát điện theo Biểu giá chi phí tránh được.
Theo lộ trình của Quy hoạch Điện VII điều chỉnh, nhu cầu sử dụng điện được dự báo tăng trưởng kép
10% tới năm 2030 đến từ nhu cầu tăng mạnh ở nhóm ngành công nghiệp và xây dựng. Do:
(1) Điện là hàng hóa đặc biệt, không có khả năng lưu trữ nên công suất cũng phải tăng trưởng kép 10%
để luôn sẵn sàng sản xuất đủ điện theo nhu cầu vào bất cứ thời điểm nào.
(2) Sự khác biệt về thời gian (thủy điện mùa khô không hoạt động hết công suất) và vị trí địa lý (hao phí
điện năng truyền tải) khiến công suất phải cao hơn 1,3 – 1,5 lần nhu cầu sử dụng điện.
2 lý do trên khiến tổng công suất lắp máy phải tăng lên liên tục để đáp ứng nhu cầu sử dụng điện tương ứng.
Đặc biệt vấn đề cung cấp điện trở nên cấp bách khi:
Bloomberg – FPTS <GO> | 9
HSX: DRL
www.fpts.com.vn
Thủy văn tới năm 2022 được Trung Tâm Khí tượng Thủy văn Quốc gia dự báo không thuận lợi, xu
hướng El nino tăng dần;
Nhóm nhiệt điện than và khí cũng bị hạn chế nguồn cung than và khí đầu vào trong năm 2019 nên khả
năng đáp ứng sản lượng điện sẽ không theo kịp với tăng trưởng nhu cầu sử dụng điện: Nguyên nhân
do:
Theo kế hoạch sản xuất năm 2019 cần khoảng 54 triệu tấn than. Trong đó, EVN nhập khẩu 10
triệu tấn than cho 2 Nhà máy nhiệt điện Vĩnh Tân 4, Duyên Hải 3 và cần khoảng 44 triệu tấn
than antraxit trong nước. Tuy nhiên, do Tập đoàn Than và khoáng sản (TKV) và Than Đông Bắc
không cung cấp đủ nên dự kiến thiếu 8 triệu tấn than để phát điện.
Tương tự, các nhà máy điện trong hệ thống đang cần 22 triệu m3 khí/ngày đêm, nhưng hiện
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) chỉ có thể cung cấp được 16 triệu m3 khí/ngày đêm. Do đó,
các nhà máy tua-bin khí đặt tại khu vực Phú Mỹ - Nhơn Trạch không huy động được hết công
suất. Trường hợp cần huy động các nhà máy này thì phải đổ dầu vào phát điện với giá thành
lên hơn 5.000 đồng/kWh. Trong khi mức giá bán lẻ điện bình quân quy định hiện nay là 1.720,65
đồng/kWh, sẽ tạo áp lực càng lớn.
Theo Báo cáo tại Hội nghị tổng kết thực hiện kế hoạch 2018 và triển khai nhiệm vụ năm 2019 của Tập Đoàn Điện lục Việt Nam
Giá điện tại nhà máy thủy điện Đrây H’Linh 2 đang áp dụng theo Biểu giá chi phí tránh được tại Thông tư số
32/2014/TT-BCT của Bộ Công Thương. EVN đảm bảo mua lại tất cả sản lượng điện của các nhà máy thủy điện
nhỏ (công suất dưới 30MW) với mức giá quy định hàng năm. Giá bán điện giờ cao điểm mùa khô được cộng
thêm giá công suất là 2.306 đồng/kWh. Do vậy, rủi ro với các bên liên quan trong việc mua bán điện là không có
vì sản lượng đầu ra được đảm bảo toàn bộ, giá bán điện đã niêm yết hàng năm.
Bảng 3: Biểu giá chi phí tránh được năm 2019
Mùa khô Mùa mưa
Giá điện năng
(đ/kWh)
Giờ cao
điểm
Giờ bình
thường
Giờ thấp
điểm
Giờ cao
điểm
Giờ bình
thường
Giờ thấp
điểm
Phần điện
năng dư
Miền Bắc 663 664 671 620 619 623 311
Miền Trung 663 664 671 620 619 622 311
Miền Nam 682 684 691 639 638 642 321
Giá công suất (cho
cả 3 miền) (đ/kWh)
2.306
Nguồn: Cục Điều tiết Điện lực ERAV
Chúng tôi đánh giá, giá điện theo Biểu giá chi phí tránh được có xu hướng tăng 2,5%/năm trong những năm tới.
Giá bán lẻ điện là một trong những yếu tố lớn khiến lạm phát trung bình 6 năm qua đạt 3,22% mỗi năm. Lạm
phát là một trong các yếu tố lớn tác động tới chi phí sản xuất đầu vào của đơn vị phát điện. Vì vậy, chi phí đầu
vào tăng lên do lạm phát khiến giá điện theo Biểu giá chi phí tránh được có xu hướng được điều chỉnh tăng theo
quy định tại Thông tư 32/2014/TT-BCT.
Bloomberg – FPTS <GO> | 10
HSX: DRL
www.fpts.com.vn
III. PHÂN TÍCH TÀI CHÍNH
1. Kết quả hoạt động kinh doanh biến động theo tình hình thủy văn
Năm 2018 là năm DRL có doanh thu tốt hơn trung
bình 6 năm qua khoảng 15% mặc dù sản lượng chỉ
đạt hơn 68 triệu kWh, tức kém hơn trung bình 6%.
Nguyên nhân do La Nina đạt mức vừa phải (moderate)
vào cuối năm 2017 khiến mưa lớn tại Nam Trung Bộ, hồ
chứa Buôn Tua Srah ở thượng nguồn tích trữ được
lượng nước đáng kể để sản xuất điện vào 6 tháng đầu
năm 2018 giúp nhà máy sản xuất được hơn 80% sản
lượng điện giờ cao điểm mùa khô tối đa có thể phát.
Tổ máy H1 tạm dừng sản xuất 55 ngày từ 18/7/2018 để
đại tu gây ảnh hưởng đến kết quả kinh doanh chung của
năm 2018. Việc sửa chữa, bảo dưỡng định kỳ hàng năm
thường thực hiện vào quý 3 do giá bán điện quy định tại
Biểu giá chi phí tránh được vào mùa mưa theo khung giá
mùa mưa thấp, trung bình khoảng 620,5 đồng/kWh
(2019).
2. Tỷ suất lợi nhuận gộp giai đoạn 2013 - 2018 ở mức cao và sẽ tăng 6,5% trong những năm tới.
Như chúng tôi đã phân tích trong phần Phân tích hoạt
động kinh doanh, sản lượng và giá bán, giá thành điện
có mối liên hệ chặt chẽ với nhau và cả 3 đều là thành tố
cấu thành doanh thu, giá vốn hàng bán. Vì vậy, chỉ tiêu
tỷ suất lợi nhuận gộp phản ánh đầy đủ khác biệt của
từng yếu tố đã nêu trên.
Giai đoạn 2013 – 2018, tỷ suất lợi nhuận gộp trung bình
của DRL đạt 64% trong khi chỉ có SBA, S4A cao hơn 2%,
thấp hơn là SJD (59%), SHP (55%), VSH (62%). Điều
đáng chú ý là thời gian khấu hao theo đường thẳng của
DRL khoảng 15 năm, chỉ bằng một nửa thời gian khấu
hao của các doanh nghiệp thủy điện được so sánh. Năm
2017 trở đi khấu hao sẽ giảm dần từ 50% - 80% so với
những năm trước đó khiến tỷ suất lợi nhuận gộp của DRL
ổn định ở khoảng 71% trong những năm tới.
64%
66%
62%
66%
59%
55%
48%
50%
52%
54%
56%
58%
60%
62%
64%
66%
68%
DRL SBA VSH S4A SJD SHP
Biểu đồ 9: Tỷ suất lợi nhuận gộp trung bình 6 năm
Nguồn: FPTS Research
54%
56%
58%
60%
62%
64%
66%
68%
70%
72%
-
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2013 2014 2015 2016 2017 2018
Tỷ
đồng
Biểu đồ 8: Kết quả hoạt động kinh doanh
Doanh thu Lợi nhuận ròng
Tỷ suất lợi nhuận gộp
Nguồn: FPTS Research
Bloomberg – FPTS <GO> | 11
HSX: DRL
www.fpts.com.vn
3. Hết thời hạn ưu đãi thuế từ năm 2021 khiến lợi nhuận sau thuế giảm trung bình 9 tỷ đồng mỗi
năm
Nhà máy thủy điện Đrây H’Linh 2 đang được áp dụng
mức thuế suất thuế TNDN là 10% trong thời hạn 15 năm
(từ năm 2007 đến năm 2021). Năm 2007 là năm đầu
tiên nhà máy thủy điện Đrây H’Linh 2 có thu nhập chịu
thuế, theo đó Công ty được miễn thuế TNDN từ năm
2007 đến năm 2010 và giảm 50% thuế TNDN từ năm
2011 đến năm 2019. Sau năm 2021, mức thuế suất thuế
TNDN áp dụng cho nhà máy thủy điện Đrây H’Linh 2 là
20% nên thuế TNDN phải nộp sẽ tăng mạnh so với
trước kia.
4. DRL không sử dụng nợ vay kể từ cuối năm 2012
Chỉ số thanh toán hiện hành của DRL giai đoạn 2013 –
2018 cao vượt trội so với các doanh nghiệp thủy điện
khác do DRL đã trả hết nợ vay chịu lãi từ năm 2012.
Chúng tôi đánh giá trong thời gian tới, khả năng thanh toán
hiện hành của DRL vẫn sẽ duy trì an toàn do dòng tiền hoạt
động kinh doanh hàng năm ổn định, doanh nghiệp chưa có
kế hoạch vay vốn để đầu tư.
0
5
10
15
2013 2014 2015 2016 2017 2018
Lần
Biểu đồ 11: Khả năng thanh toán hiện hành
DRL SBA VSH
S4A SJD SHP
Nguồn: FPTS Research
Nguồn: FPTS Research
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Tỷ
đồng
Biểu đồ 10: Thuế thu nhập doanh nghiệp
Nguồn: FPTS Research
Bloomberg – FPTS <GO> | 12
HSX: DRL
www.fpts.com.vn
TỔNG HỢP ĐỊNH GIÁ
Chúng tôi định giá DRL sử dụng phương pháp chiết khấu dòng tiền tự do doanh nghiệp. Giá trị cổ phiếu DRL theo
phương pháp trên là 53.400 VNĐ/cp, cao hơn 2,69% so với mức giá đóng cửa ngày 06/12/2019. Do đó, chúng
tôi khuyến nghị THEO DÕI cho mục tiêu trung hạn trở lên.
Các giả định theo phương pháp chiết khấu dong tiền
Giả định mô hình Giá trị Giả định mô hình Giá trị
WACC (= chi phí vốn chủ sở hữu) 13,6% Phần bù rủi ro 8,89%
Chi phí sử dụng nợ trước thuế 0% Hệ số Beta đòn bẩy 0,86
Chi phí sử dụng VCSH 13,6% Tăng trưởng dài hạn 2,5%
Lãi suất phi rủi ro kỳ hạn 5 năm 5,8% Thời gian dự phóng 5 năm
Kết quả định giá theo phương pháp chiết khấu dong tiền
Tổng hợp định giá FCFF (Đơn vị: Triệu VND) Giá trị
Tổng giá trị hiện tại của dòng tiền chủ sở hữu 198.826
(+) Tiền và đầu tư tài chính 0
(-) Lợi ích cổ đông thiểu số 0
Giá trị vốn chủ sở hữu 507.472
Số lượng cổ phiếu (triệu cp) 9,5
Giá mục tiêu (VNĐ/cp) 53.400
Kết quả dự phóng hoạt động kinh doanh DRL
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Doanh thu thuần Lợi nhuận gộp Lợi nhuận sau thuế
Tỷ
đồng
2018 2019F 2020F 2021F
Bloomberg – FPTS <GO> | 13
HSX: DRL
www.fpts.com.vn
TOM TĂT BÁO CÁO TAI CHINH DỰ PHONG
HĐKD 2018 2019F 2020F 2021F
Doanh thu thuần 84 89 94 76
- Giá vốn hàng bán 27 28 28 23
Lợi nhuận gộp 57 62 67 53
- Chi phí bán hàng 0 0 0 0
- Chi phí quản lí DN 6 6 6 5
- Doanh thu tài chính 3 4 4 4
- Chi phí tài chính 0 0 0 0
- Chi phí lãi vay 0 0 0 0
Lợi nhuận thuần HĐKD 55 59 65 52
- (Lỗ)/lãi khác 0 0 0 0
Lợi nhuận trước thuế 55 59 65 52
- Thuế TNDN 3 6 7 11
LNST 52 53 58 41
EPS (đ)
5.450
5.268
5.734
4.048
Chỉ số khả năng sinh lợi
2018 2019F 2020F 2021F
Tỷ suất lợi nhuận gộp 70,6% 70,1% 70,3% 70,8%
Tỷ suất LNST 61,3% 54,3% 53,7% 52,7%
ROE DuPont 40,6% 30,9% 36,5% 51,5%
ROA DuPont 37,8% 28,7% 33,8% 47,1%
Tỷ suất EBIT/doanh thu 68,6% 68,8% 68,1% 66,9%
LNST/LNTT 89,4% 78,8% 78,8% 78,8%
LNTT / EBIT 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%
Vòng quay tổng tài sản 61,7% 53,0% 63,0% 89,4%
Đòn bẩy tài chính 107,2% 107,4% 108,0% 109,2%
Chỉ số TK/đon bẩy TC 2018 2019F 2020F 2021F
CS thanh toán hiện hành
10,08 10,02 8,50 7,99
CS thanh toán nhanh 10,00 9,95 8,43 7,91
CS thanh toán tiền mặt 8,49 8,56 7,02 6,24
Nợ / Tài sản 0,00 0,00 0,00 0,00
Nợ / Vốn CSH 0,00 0,00 0,00 0,00
Nợ ngắn hạn / Vốn
CSH 0,00 0,00 0,00 0,00
Nợ dài hạn / Vốn CSH 0,00 0,00 0,00 0,00
CĐKT 2018 2019F 2020F 2021F
Tài sản
+ Tiền và tương đương tiền 75 93 89 79
+ Các khoản phải thu 12 15 16 13
+ Hàng tồn kho 1 1 1 1
+ Tài sản ngắn hạn khác 0 0 0 0
Tổng tài sản ngắn hạn 88 109 106 93
+ Nguyên giá tài sản CĐHH 152 153 153 153
+ Khấu hao lũy kế -109 -113 -115 -117
+ Giá trị còn lại tài sản CĐHH 43 40 38 36
+ Đầu tư tài chính dài hạn 0 0 0 0
+ Tài sản dài hạn khác 0 0 0 0
Tổng tài sản dài hạn 49 46 44 42
Tổng tài sản 137 155 150 135
Nợ & Vốn chủ sở hữu
+ Phải trả người bán 0 1 1 1
+ Vay và nợ ngắn hạn 0 0 0 0
+ Nợ ngắn hạn khác 0 0 0 0
Nợ ngắn hạn 0 0 0 0
+ Vay và nợ dài hạn 0 0 0 0
+ Nợ dài hạn khác 0 0 0 0
Nợ dài hạn 0 0 0 0
Tổng nợ 9 10 10 9
+ Thặng dư 0 0 0 0
+ Vốn điều lệ 95 95 95 95
+ LN chưa phân phối 28 44 40 26
+ Khác 0 0 0 0
Vốn chủ sở hữu 128 145 140 126
Tổng cộng nguồn vốn 137 155 150 135
Chỉ số hiệu quả vận hành 2018 2019F 2020F 2021F
Số ngày phải thu
56,57
56,57
56,57
56,57
Số ngày tồn kho
10,65
10,65
10,65
10,65
Số ngày phải trả
3,00
3,00
3,00
3,00
Thời gian luân chuyển tiền
64,22
64,22
64,22
64,22
COGS / Hàng tồn kho
34,29
34,29
34,29
34,29
Bloomberg – FPTS <GO> | 14
HSX: DRL
www.fpts.com.vn
Tuyên bố miễn trách nhiệm
Các thông tin và nhận định trong báo cáo này được cung cấp bởi FPTS dựa vào các nguồn thông tin mà FPTS coi là đáng tin cậy,
có sẵn và mang tính hợp pháp. Tuy nhiên, chúng tôi không đảm bảo tính chính xác hay đầy đủ của các thông tin này.
Nhà đầu tư sử dụng báo cáo này cần lưu ý rằng các nhận định trong báo cáo này mang tính chất chủ quan của chuyên viên tư vấn
đầu tư FPTS. Nhà đầu tư sử dụng báo cáo này tự chịu trách nhiệm về quyết định của mình.
FPTS có thể dựa vào các thông tin trong báo cáo này và các thông tin khác để ra quyết định đầu tư của mình mà không bị phụ
thuộc vào bất kì ràng buộc nào về mặt pháp lý đối với các thông tin đưa ra.
Tại thời điểm thực hiện báo cáo định giá, FPTS và chuyên viên tư vấn đầu tư không nắm giữ bất kỳ cổ phiếu nào của doanh nghiệp
này.
Các thông tin có liên quan đến chứng khoán khác hoặc các thông tin chi tiết liên quan đến cố phiếu này có thể được
xem tại http://ezsearch.fpts.com.vn hoặc sẽ được cung cấp khi có yêu cầu chính thức.
Bản quyền © 2010 Công ty chứng khoán FPT
Công ty Cổ phần Chứng khoán FPT
Trụ sở chính
52 Lạc Long Quân, phường Bưởi
Quận Tây Hồ, Hà Nội,Việt Nam
ĐT: (84.24) 37737070 / 2717171
Fax: (84.24) 3773 9058
Công ty Cổ phần Chứng khoán FPT
Chi nhánh Tp.Hồ Chí Minh
Tầng 3, tòa nhà Bến Thành Times
Square, 136 – 138 Lê Thị Hồng Gấm,
Q1, Tp. Hồ Chí Minh, Việt Nam
ĐT: (84.28) 6290 8686
Fax:(84.28) 6291 0607
Công ty Cổ phần Chứng khoán FPT
Chi nhánh Tp.Đà Nẵng
100 Quang Trung, P.Thạch Thang,
Quận
Hải Châu TP. Đà Nẵng, Việt Nam
ĐT: (84.511) 355 3666
Fax:(84.511) 355 3888
